何春建

（中国建设银行广东省分行，广东 广州 510045）

我国已将风电产业列为国家战略性新兴产业之一，大力发展风电产业也是我国实现“3060”双碳目标的重要举措之一。在产业政策引导和市场需求驱动的双重作用下，我国风电产业实现了快速发展。2021年6月，广东省出台了《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》，率先在全国出台省级财政补贴政策，彰显了广东省支持海上风电发展的信心与决心，推动海上风电由补贴向平价平稳过渡。伴随着我国风电政策逐步由补贴鼓励到驱动平价上网，以及强调风电并网和消纳能力，整个风电行业将朝着更加成熟、无补贴的可再生能源产业 转型。

一、风力发电定义和分类

风力发电是指利用风力发电机组直接将风能转化为电能的发电方式。概括起来就是将风能转换为机械能，机械能再转换为电能。风力发电可分为陆上风电和海上风电两大类。风力发电不需要使用燃料，也不会产生辐射或空气污染，具有节能、可持续、环保等特点，是一种绿色、可再生的清洁能源。

随着陆上可开发土地资源和风能资源的日益稀缺，陆上风电发展空间受到一定限制，相对而言海上风电项目具有发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定、适合大规模开发等优点，海上风电已逐渐成为一种发展趋势。广东省的海上风能资源丰富，可开发量较大，结合广东省的发展规划和目标，海上风电将是风电产业的重点发展目标，有望成为推动风电增长的第二增长曲线。

二、行业发展趋势

（一）加快降本增效，迎来平价上网的后补贴时代

在“碳达峰、碳中和”时代背景下，风电行业正处于由替代能源向主体能源过渡的关键节点。2019年5月，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，明确自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴；先前已核准但未在2021年底前完成并网的项目，国家不再补贴。风电产业如何在无补贴情况下加大技术创新、加快降本增效成为行业关注的 焦点。

（二）风机大型化

大功率、高塔架、大叶片风电机组成为最主要趋势之一。在补贴退坡背景下和未来深远海大规模开发中，大容量风机也将扮演更为重要的角色。西方主要风电机组正向海上风场10MW以上方向发展。发展直径200m及以上大型叶轮，运用激光和人工智能技术开展塔架净空监控作业，推进叶片的轻量化、柔性化、可折叠成为方向。

（三）以海上风力发电为重点，向远海化和深海化发展

现阶段我国陆上风电发展已趋于饱和，海上风电成为主要的发展方向。据测算，我国海上可开发利用的风能储量约为陆地风能储量的3倍，我国近海风电资源开发潜力约5亿千瓦。目前，我国已核准的海上风电项目以离岸距离小于50千米、装机容量20万～40万千瓦的近海项目为主。2020年据统计，中国已投运和在建海上风电项目平均水深约8.6米，平均离岸距离17.3 千米。以英国、德国为代表的欧洲等国正在加快布局，推动远海风电发展。2019年，欧洲在建的海上风电项目平均离岸距离59千米，在已开标的项目中，最远的离岸距离达220千米。近年来，我国远海风电发展逐渐起步。统一优化远海深海海域资源连片开发、探索推动百万千瓦级风电集中送出成为引导我国海上风电高质量发展的新路径。

（四）储能重要性愈发凸显

除了加强电网的建设，另一个解决风电消纳问题的途径是发展储能。储能可以解决风电的间歇性及波动性问题，改善电网性能，减少弃风限电。国家发展改革委和国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，指出到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。

（五）分散式风电显潜力

分散式风电将分散的风资源利用起来，可成为风电产业可持续发展的重要补充。中东南区域部分散式风电开发已显现出巨大的开发潜力，整体推进稳中突破。这使我国风电产业布局不断优化，开发重心向中、东、南部电力负荷中心转移。

（六）向智能化控制和在线控制转变

伴随平价上网时代的到来，我国风力发电行业发展逐渐向智能化控制和在线控制方向转变。智能风场以数字化、信息化、标准化为基础，通过大数据、云平台、物联网技术，提升风电场智能感知、智能运维、智能控制、智能决策能力，减少运维人员，降低运行维护成本，实现风电场全寿命周期综合效益最大化。

搭建大数据平台、建设集控中心是目前风场数字化建设的手段之一。运用大数据平台对整个风场范围进行监测控制，实现风机设备之间的互联互通，运用大数据对风电机组进行健康状态监测、故障诊断、寿命评估及自动化处置已经成为世界主要风电厂商都在积极投入的技术方向。

三、关键风险点及管控措施

（一）合规风险

一是批复要件等合规风险。风电项目投资建设须按规定取得规划、土地、环保、节能、接入、地灾、压矿、林业、文物、安评、核准（备案）等事项（如需）的有权行政主管部门同意，确保批复在有效期内。另外还需关注因占用或租用农、林、牧场土地，在土地征用及租用环节引发与农牧民的纠纷等影响项目工期、抬高投资成本的问题。海上风电场项目还应审查是否已取得有审批权的海洋行政主管部门的风电场用海预审意见、海洋环境影响报告书的核准意见、风电场用海批文，以及通航安全影响论证审查意见等。二是生态保护引发的风电项目退网拆除风险。2018年《在国家级自然保护区修筑设施审批管理暂行办法》（国家林业和草原局令第50号）规定，禁止在国家级自然保护区修筑光伏发电、风力发电等项目设施。2020年以来，已有云南、湖南、陕西等多地的已核准和在建风电项目，因生态红线问题被叫停、退出。风电项目如涉及占用或穿越水利资源、林地、草原地带等生态保护问题，则存在退网、拆除等风险。

管控措施建议：严格审查项目建设是否符合区域产业发展规划，项目可研、用地、用海、环评等批复要件完备性和有效性，以及省级电网公司的项目接入批复文件。如果项目实际建设规模、总投资突破预算必须经有权审批部门重新确认审批。

（二）政策风险

目前风电项目盈利水平受国家政策影响仍然较大。国家主要通过电价来实施支持，相关政策变化较快较大，需持续关注政策变化对风电项目的影响。如相关补贴的时间点、门槛要求、税收优惠等。当前国家补贴政策逐步退坡，对长期依赖补贴的风电企业影响较大，需及时排查存量风电项目。特别是海上风电项目，面临上网电价逐步下调、补贴即将取消的双重挑战，加上建设成本较高，可能会出现项目收益率大幅下降的情况，一定程度上影响偿债能力。

管控措施建议：（1）关注国家及地方政府有关风电行业的政策导向，加强对存量风电项目上网电价调整情况的监控，关注项目评估报告有无对风电价格下调趋势作出合理判断，及时评估电价下调对项目盈利能力的影响。（2）关注企业现金流状况。掌握上网电价与项目盈亏的平衡关系，制定相应的风险防范预案，一旦上网电价出现不利调整，对项目还款能力造成重大影响，应及时增加风险缓释措施。（3）跟踪补贴政策流程及资金流转路径。

（三）市场风险

电力过剩问题：随着我国经济增速放缓，社会用电量增速下降，电力市场有可能出现阶段性过剩情况。为了能够“竞价上网”，风电价格可能面临较大下 调压力。

市场竞争问题：替代品或替代服务的威胁较大，一是风电相较于水电、火电和核电目前不具备成本优势，相较于火电和核电可控性不佳，因此风电目前尚处于相对劣势，依赖于政府支持。二是受国家可再生能源相关激励政策客观影响，包括上网电价补贴和电力上网优先权等，风电面临来自其他可再生能源发电的竞争。三是如果传统能源开采技术革新取得明显突破或勘探到大量能源矿藏，可能因其价格的下降而降低传统能源发电公司的成本，从而对风电行业造成影响。

管控措施建议：（1）密切跟踪当地电力市场供求关系、电力市场能源结构情况、风电标杆上网电价变动情况。（2）对照项目周边已投产类似项目实际运营情况，合理预测和评价弃风量、发电小时数、上网计划落实情况等主要影响因素。（3）加强贷后跟踪管理，定期调阅风电企业日常流水、电量结算凭证、纳税等资料，判断其实际经营状况；科学分析风电企业销售收入增长情况、电力销售合同变动情况、股东分红情况，监测设备运转和开工率，从中掌握其经营的稳定性和成长性。（4）对于风能资源评估存在偏差，风电发电小时数低于预测设计值，或所发电力不能全额上网，导致风电场经营不理想的项目，要及时采取措施，做好项目运营过程中出现亏损后贷款偿还的制度 安排。

（四）技术设备风险

目前国内风电设备制造企业在风电机组设计和关键技术等方面一定程度上仍依赖国外，国内低层次技术的同质化竞争比较严重。一些企业以低价竞争方式占领市场，在实际运行中已暴露出一些风电设备质量问题：如机组利用率不高，机组关键零部件故障率较高等。

管控措施建议：（1）在项目建设过程中督促相关单位严格按照有关行政审批要求和设备专项建安方案科学组织设备采购、建安、调试。调查分析项目所选用设备的生产厂家是否为行业领先的企业，是否考虑到不同地区设备需要不同的防护措施等。（2）在项目运营阶段由设备供应商提供专业的设备维护及保修服务。（3）必要时配置项目建设期的建筑安装工程一切险、运行期的财产一切险等的综合保险方案。在贷后管理中持续关注项目运行情况，尤其需要关注项目设备运行的可靠性和设备维护费用。如设备运行情况发生较大变化，应及时进行项目重检，合理调整授信方案。

（五）资本金投入不足风险

随着自然条件优越、地理位置较好的陆上风电项目的逐步开发，后续开发的陆上风电项目因其地理位置相对偏远、交通条件较差，一般需投入资金用于道路建设，推高了投资成本，新建项目的建设、运营和维护成本相应都有所提高。相比陆上风电，海上风电项目更是具有投入大、维护难、风险高的显著特点。因此，部分客户自有资金投入不足风险及过度负债风险都将显著增大。

管控措施建议：（1）严格审查资本金等自筹资金来源是否合法合规，资本金出资到位计划是否可靠，能否落实资本金出资先于银行贷款到位或至少同比例到位，并尽可能提高项目资本金比例。（2）对已投产运营的企业流动资金需求，要认真核查资金缺口的真正原因，监管资金用途。（3）应要求相应项目投保项目建设期工程险或由股东提供项目完工担保。

（六）担保措施不足风险

考虑标杆电价下调可能、财政补贴减少及缺口等情况，个别项目采用信用，或以用电收费权提供质押等措施，不足以覆盖单个项目给公司带来的潜在风险。除以往采用的电费收费权质押外，由股东提供担保作为风险缓释的必要性增大。

管控措施建议：（1）股东或第三方保证，并严格审查、持续关注保证人保证能力变化；（2）借款人自身或第三方固定资产抵押；（3）电费收益权质押；（4）设立偿债基金账户等；（5）购买投保建成后财产险，并以贷款银行为保险第一受益人。

（七）弃风风险

目前广东暂不存在弃风问题，风电可实现全额消纳。短期内市场消纳有保障，但中长期来看仍需考虑风险因素。尤其是未来海上风电项目市场消纳情况需要综合考虑所在区域未来用电需求增长、装机规模和电源结构调整等因素。

管控措施建议：对因弃风限电造成企业发电量降低、收入减少、还款现金流不足的，应要求企业或投资人提供补充还款来源。

四、其他关注事项

（一）关注项目施工安装、运维等额外成本上涨影响

广东的海域岩层埋藏较浅、地质条件复杂、岩层硬度大，施工压力远大于江浙等海域。因此，海上风电的建设成本和建设风险增加。还需关注海上吊装容量限制对项目进度和成本的影响，近年来的抢装潮由此带来了额外成本。另外，目前国内海上风电尚无长期运营经验和数据积累，海上风电运维成本和退役成本存在较大不确定性。不同科研机构和开发企业对相关费用预测值存在较大差异，对评估项目现金流和收益影响较大。随着时间推移，越来越多的机组出质保，部分早期投产的老旧机组故障率逐年增加。特别是海上风电，近年来已出现多起建设质量问题和施工安全问题，甚至出现人员伤亡。海上风电运维难度相对陆上风电更大，对项目发电量和经济效益影响很大。因此，需关注项目工程管理经验和水平。

（二）关注风电上网条件、发电小时数等关键指标

发电量是风电场收入的来源，而发电利用小时数决定了风电项目的发电量多少。发电利用小时数是风电项目的生命线，是提高项目收益率，以及降低度电成本的主要因素。在降低开发和运维成本需要技术研发升级，积累经验，需要一定时间，存在一定程度不确定性的情况下，相比通过控制工程造价来实现度电成本的下降，发电小时数的提升更容易实现，可以从提升机组性能、设备可靠性等方面进行改造，进一步提升风电机组的发电小时数，同时达到降本提质增效的目的。

（三）关注客户主业、投资目的

鉴于风力发电项目期限较长、技术门槛较高、运维能力要求较高等特点，应核查风力发电是否为借款人的主业，投资风力发电项目的目的，是维持企业的生产营运还是为了转让，该企业未来是否有兼并其他企业或被其他企业兼并的可能性。

五、结束语

在“3060”目标背景下，国家能源结构持续清洁化转型，风电行业属于政策支持行业。结合风电行业信贷业务的风险要点和广东省的风能资源特点和政府发展导向，鉴于陆上风电整体技术已较成熟，建议积极支持陆上风电平价、低价上网项目，择优重点支持风电行业龙头企业投资建设的单位千瓦投资低、年利用小时高、电网接入和消纳条件好、具有明显成本优势的大型海上风电项目，尤其是纳入省补范围的重点项目。